В настоящее время многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) стал одной из наиболее востребованных технологий для разработки низкопроницаемых сложнопостроенных коллекторов, в частности для трещиноватых коллекторов Восточной Сибири [12, 13]. Операция проводится как для нефтяных залежей, так и для газовых и газоконденсатных [14]. При этом существует следующая проблема в процессе освоения газовых и газоконденсатных скважин [9]. После создания искусственной проницаемости и ее раскреплении проппантом скважина требует отработки в течение нескольких суток с целью выноса излишка проппанта и остатков жидкости разрыва. Если комплекс подземного оборудования (КПО) в этот момент будет находиться в скважине, оборудование подвергнется абразивному износу, ввиду чего после продувки скважину необходимо заглушить для извлечения технологических НКТ и спуска компоновки верхнего заканчивания. При этом продуктивности скважины наносится урон, сводящий эффективность проведенного МГРП к нулю.
В международной практике существуют следующие способы решения описанной проблемы [5]:
- Смена подземного оборудования под давлением [2, 6, 7] – замена оборудования без глушения скважины, работы производятся с помощью гидравлической установки для ремонта скважины под давлением (HWU), оборудование подается через длинный лубрикатор. Помимо повышенной стоимости и требований к квалификации персонала, обуславливаемым использованием такого типа установок, способ не допускает спуск оборудования, превышающего геометрические параметры лубрикатора – превышающего по длине и диаметру допускаемые к работе габариты. По вышеописанным причинам для случая газодобычи метод малоприменим.
- Изоляция продуктивного горизонта управляемым забойным клапаном-отсекателем и использование концентрических обсадных колонн (КОК) [1, 3] – в простом варианте продуктивный горизонт изолируется установкой пакера под давлением через ГНКТ в интервале подвески хвостовика. Для случая газовых скважин слабо применим, так как пакер не удается установить герметично. В сложном варианте спускается концентрическая обсадная колонна с управляемым забойным клапаном на конце, регулирующим искусственный затруб. После вскрытия трубное пространство внутри КОК перекрывается, открывается искусственный затруб, через который скважина пускается в работу. После замены КПО открывают трубное пространство, устанавливают добывающий пакер ниже КОК и изолирующего клапана, искусственный затруб перекрывают. КОК извлекается, и скважина запускается в работу. Способ крайне труден в реализации, в связи с чем редко применяется на газовых скважинах.
- Щадящее глушение [15–17] – закачка в призабойную зону блокирующего состава, минимально повреждающего продуктивный пласт и предотвращающего проникновение в пласт технологических жидкостей. Метод наиболее часто применяется в отечественной газодобыче, так как не требует применения специального оборудования, дополнительной квалификации персонала и не увеличивает кратно затраты на заканчивание скважин.
Общим требованием для технологии изоляции интервала ствола в продуктивном горизонте с использованием блок-пачек является последующее создание избыточного давления над изолированным интервалом, составляющее, согласно ПБНГП, от 5 до 12 % от пластового давления в зависимости от глубины залегания пласта.
Технология щадящего глушения в свою очередь имеет большое количество разнообразных вариаций [18, 19]. Различаются в первую очередь составы блокирующих пачек. Выделяют следующие типы блокирующих систем [8, 20]:
· Эмульсионные (ИЭР, ОВНЭ, Дисин, ГЭР и др.).
· Полимерные (гуар, ксантан, КМЦ, ПАА и др.).
Для случаев залежей с АНПД, в особенности газовых [4], используются также дисперсные системы с газовой фазой – вспененные гели и афроны [21–23]. Они являются отличным вариантом для блокирования ПЗП на непродолжительное время, однако, к сожалению, не годятся к применению при освоении ввиду низкой устойчивости и неспособности выдерживать довольно большие перепады давления, требуемые ПБНГП.
Для глушения скважин в пластах с высокой проницаемостью, как естественной – трещиноватые карбонатные коллектора, так и искусственной, необходимо использовать жидкости, обладающие повышенной вязкостью и пониженной фильтрацией [8, 24–26]. Исходя из этих предпосылок, наиболее перспективными на сегодняшний день блокирующими системами для использования при заканчивании газовых и газоконденсатных скважин после МГРП являются гелеобразующие системы на полимерной основе. К примеру, полисахаридные гели, успешно используемые в ООО «РН-Пурнефтегаз» уже более 10 лет, начинают фильтроваться в пласт при перепадах давления выше 6 МПа [11, 27].
Работы по установке блок-пачек для смены оборудования после МГРП на газовых и газоконденсатных скважинах, как правило, проводятся по следующей схеме [31]:
- открыто затрубное пространство, скважина отрабатывается на факел.
- В трубное пространство заканчивается последовательно:
* жидкость глушения в объеме, равном объему затруба;
* блокирующий состав;
* жидкость глушения в расчетном объеме для доставки блокирующего состава.
- Закрывается затрубное пространство, в скважину на поглощение не более 2–3 м3 жидкости глушения.
- Технический отстой на 12 часов.
- Стравливание газовой шапки и долив скважины с циркуляцией и промывкой в течение не менее двух циклов.
В целом довольно большое количество исследовательских работ посвящено повышению эффективности «щадящего» глушения, однако в данных исследованиях акцент, как правило, делается на составы блокирующих растворов и жидкостей глушения. При этом ощутимый положительный эффект может быть получен и из модернизации технологии закачки жидкостей и установки блок-пачки. Параметры операции по глушению и установке блок-пачек [28, 29] – плотность, расходы в процессе закачки и объемы технологических жидкостей, а также требуемую прочность непроницаемого экрана, создаваемого блок-пачкой в случае скважины после МГРП, следует подбирать по иной методике, отличной от общепринятых ввиду сверхвысокой искусственной проницаемости.
Если более подробно рассматривать механизм повреждения ПЗП при использовании блок-пачек, то мы увидим, что основной негативный эффект приходится на жидкость глушения, попадающую в пласт до закачки блок-пачки и далее продавливаемой последней [10]. Снизить размер оторочки можно путем более точного определения необходимого количества жидкости глушения скважины и использования оборудования для проведения работ на регулируемом давлении [30]. Расчетный объем жидкости глушения для установления равновесия в системе скважина-пласт может быть найден через моделирование процесса закачки:
В процессе закачки жидкости глушения необходимо создать на дросселе противодавление, соответствующее давлению объема жидкости глушения, необходимой для прокачки блок-состава, после ее попадания в затруб:
В реальном времени проводится контроль притока, при его остановке начинается закачка блок-пачки с постепенным снижением противодавления на дросселе. После установки блок-пачки и выдержки на сшивание геля глушение продолжается по обычной схеме.
Прочность блокирующего экрана, создаваемого в ПЗП и препятствующего проникновению жидкости глушения в пласт и последующему снижению проницаемости, должна учитывать три составляющих забойного давления – гидростатическое давление на забой скважины, превышающее пластовое на 5–12 % в зависимости от глубины залегания пласта, потери давления между забоем и устьем при циркуляции технологической жидкости для учета динамического давления на забой, а также поршневой эффект, создаваемый компоновкой подземного оборудования при спуске:
Плотность жидкости глушения определяется исходя из величины необходимого гидростатического давления.
Допустимый расход жидкости глушения и блокирующего раствора определяется из:
· необходимости доставки блокирующего раствора на забой до начала его сшивания;
· минимизации динамической составляющей забойного давления и поршневого эффекта.
Поршневой эффект может быть определен из формулы [1]:
Рассмотрим применение предложенной методики на примере – глушение газовой скважины после МГРП и отработки на факел для смены КПО. Конструкция скважины, компоновки нижнего и верхнего заканчивания, а также интервалы размещения технологических жидкостей по стволу скважины представлены на рисунке 1. В интервале 1 выше подвески хвостовика закачивается жидкость глушения для создания противодавления на пласт, в интервал 3 (горизонтальный ствол) закачивается блокирующий раствор, между ними в интервале 2 (уровень подвески хвостовика) размещается разделительная блок-пачка, называемая также жидким пакером.
Для моделирования процесса закачки и подбора параметров глушения была написана программа на языке программирования Python. Для расчета использовались следующие исходные данные (см. таблицу 1).
Величина противодавления на дросселе для учета объема жидкости глушения в ГНКТ, равного 5,05 
, составил 0,723 МПа. Закачка в скважину жидкости глушения для установления равновесия в системе скважина-пласт заняла 73 минуты, расчетный объем для задавки скважины составил 87,3 (см. рисунок 2).
Вынос жидкости глушения потоком газа при глушении составил 9,1 (см. рисунок 3). Общий необходимый объем жидкости глушения для обеспечения равновесия в системе перед установкой блокирующей пачки составил 101,45 
Экспериментально установлены требуемые физико-механические свойства блокирующей пачки и определена ее прочность с учетом минимизации воздействия на коллектор для предотвращения загрязнения технологическими жидкостями во время спуска и установки компоновки верхнего заканчивания. Гидростатическая составляющая забойного давления составила 25,96 МПа. Динамические компоненты забойного давления – гидродинамические потери и перепад давления вследствие поршневания – составили 2,15 МПа и 0,7 МПа соответственно. Необходимая прочность пачки соответственно:
Сравним полученные параметры с типовыми, предусмотренными рекомендациями и планом работ по данной скважине (см. таблицу 2).
Из таблицы видно, что по стандартной методике расчета параметров глушения в продуктивный пласт уйдет около 14,55 жидкости глушения, что негативно скажется на проницаемости ПЗП в дальнейшем.
Таким образом, планирование щадящего глушения после МГРП по приведенной методике и разработанному алгоритму расчета, а также использование оборудования для проведения работ на регулируемом давлении позволяет снизить количество поступающей в ПЗП жидкости глушения и, следовательно, ведет к сохранению продуктивных характеристик пласта-коллектора, достигнутых на предыдущей стадии.
